Explotación del Complejo Cantarell: historia, estado actual y perspectivas

Fernando Rodriguez dela Garza

Junio de 2009

DOS BOCASDOS BOCAS

ESCALA GRAFICA

KAX-1KAX-1

UECHUECH

KAB-101KAB-101

SINANSINAN 101A101A1A1A

YUM-2YUM-2401401

MAY-1MAY-1

MISON-1MISON-1

KIX-1KIX-1

KIX-2KIX-2

YAXCHE-1YAXCHE-1

0 30 Km

CIUDAD DELCIUDAD DEL CARMEN CARMEN

OCHOCH POLPOL

BATABBATABTOLOCTOLOC

CAANCAAN

CHUCCHUC

200 m.200 m.

100 m.100 m.

50 m.50 m.

25 m.25 m.

IXTALIXTAL

MALOOBMALOOB

ZAAPZAAPKUKU

LUMLUMBACABBACAB

IXTOC-1IXTOC-1TARATUNICHTARATUNICH

301301201201

101101

11

ABKATUNABKATUN

EKEKBALAMBALAM

FRONTERA

TAKINTAKIN

2-B2-B

620620500500 540540 580580460460

21302130

21702170

20902090

20502050

75 km75 km

KutzKutzAkalAkal

NohochNohochChacChac

Ubicación de los campos de la RMNE

• Tirantes de agua: <100 m

• Aceites: 13.7-22 °API

Características de los campos de la RMNE

• Producen de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados y vugulares

• Formaciones productoras: BTPKS, KM, KI, JSK • Yacimientos de espesor grande: 500-1000 m; algunos con

alto relieve estructural (Akal-Cantarell: 2000 m) • Permeabilidad efectiva del fracturas hasta 10 Darcies• Permeabilidad de matriz < 5 mD• Porosidad total: típicamente baja, 8 a 10%• Porosidad secundaría: típicamente 35% de la porosidad

total • Saturación de agua irreducible: 15-21%• Mojabilidad intermedia a mojable por aceite

Características de los campos…

Flujo en el yacimiento

Dominado por fuerzas de gravedad, debido a la alta permeabilidad del istema de fracturas y/o espesores grandes

– RGA de los pozos ~ Rs@pwf (Gas liberado en el yacimiento se

segrega al casquete de gas)

CRETACEOUS

J.S.KIMMER.

S N

Agua

Aceite

Gas

Descripción de Akal –Complejo Cantarell:

• Primer aceite: 1979

• Densidad del aceite: 22° API

• Presión inicial: 270 Kg/cm2

• Porosidad total promedio: 8%

• Saturación de agua inicial: 21%

• Permeabilidad efectiva de fracturas: 2-10 Darcy

• Permeabilidad de matriz: < 5 mD

•Espesor del yacimiento: 1,000 m

•Relieve estructural: 2,000 m

Cantarell = Akal + Nohoch +, Chac + Kutz + Sihil; N=35,000 MMSTB Volumen original de aceite de Akal: 30,000 MMSTB

No. de pozoscon BN en aumento

No. de pozosen aumento

Qo = 1,017.3

150

Pws = 270

Pws = 125.5

141

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

79 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98

Año

0

50

100

150

200

250

300Qo

No. de pozosPozos con BN

Ritm

ode

pr

oduc

ción

de

acei

te,

(MST

BD)

Presióndeclinando

Pws AKAL

Pws

(Kg/

cm2),

Nú

mer

ode

po

zos

Akal antes del mantenimiento de presión

Historia de presión-producción

• En 1981 alcanzó 1.2 MMBPD a través de solo 40 pozos: 30,000 BPD en promedio por pozo

• A medida que el ritmo de producción de los pozos disminuyó, por la declinación de la presión del yacimiento, fue posible mantener una plataforma de producción de aprox 1 MMBPD perforando nuevos pozos.

• En 1996 se tenían 150 pozos produciendo, a un ritmo promedio de 7000 BPD, la mayoría con BN

Campo Akal- Complejo Cantarell

• Mantener capacidad productiva de los pozos y reducir costos de mantenimiento.

• Parar la entrada de agua del acuífero al yacimiento para favorecer el drene gravitacional de aceite en casquete de gas e incrementar el FR: + 2.3 BSTB

Objetivos

• Mantenimiento de presión iny. N2: 1,200 MMSCFD a través de siete pozos (desde mayo de 2000) para producir 2 MMSTBD

• 214 nuevos pozos de 9 plataformas • Construyendo dos centros de producción • Adquiriendo FSO

En 1996 inicia el Proyecto de Optimización de Cantarell, POC

• Costo: 0.36 USD/MSCF• Fluido inerte compatible con ambiente• Disponibilidad ilimitada

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1,900

2,000

2,100

2,200

2,300

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

Time (Years)

Np

( X

10

MM

BL

S)Q

o(M

BP

D)

0

15

30

45

60

75

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105

120

135

150

165

180

195

210

225

240

255

270

285

300

315

330

345

Inj. R

ate

MM

PC

DN

um

be

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ells

600

00

900

1200

300

N2 injection

NG injection

Np

Qo

pws

Operating

wells

Start Gas Lifting

COMP: Drilling

Start

N2 Injection

pw

s,

(kg

/cm

2)

Factor de recuperación Actual/ Final: 42% / 50%

Producción acelerada de aceite el principal beneficio del POC

¿Cómo?

¿Por que N2?

Proyecto de optimización de Cantarell

• La inyección de N2 ha estado operando por 9 años, desde mayo de 2000

• Como era esperado, a partir de 2006 la producción de aceite ha venido declinando.

• La etapa de producción del aceite fácil de Akal quedó atrás: Actualmente estamos en la transición hacia una etapa de producción de aceite más difícil: el espesor de la columna de aceite se reduce, se presentan fenómenos de conificación y canalización de gas y agua y en la que la producción total del campo estará dominada por la matriz.

¡¡¡ Tal es la naturaleza de este tipo de campos!!!

Expectativas de recuperación de aceite

• El incremental de producción obtenido en Akal durante los dos primeros años de operación del mnto. de presión pagó los costos del proyecto.

• La explotación de Akal con el esquema actual llevará a un FR de 50%: Se dejarían 15,000-16,000 MMSTB de aceite en el yacimiento, distribuidos en el casquete de gas y en la zona invadida por el acuífero.

• Se iniciaron estudios de EOR enfocados a incrementar el factor de recuperación final de aceite de Akal en al menos 10%.

10

Recuperación secundaria y mejorada

Características presentes de los volúmenes de reservas sujetos a RSyM:

Se conoce la ubicación de los yacimientos

Se dispone de infraestructura

El conocimiento del yacimiento es mucho mayor que para desarrollos nuevos

Estudios de EOR

• Los realiza el IMP y centros de investigación de Universidades de EUA lideradas por el Dr. George Hirasaki de la U Rice: Participan UT-Austin (Drs. Gary Pope y Kishore Mohanty), CSM (Dr. Hossein Kazemi), U de Stanford (Dr. Kovseck): Se estudian procesos químicos y térmicos.

• IMP y RERI-U Yale ( dirigido por el Dr. A. Firoozabadi) realizaron estudios de inyección de CO2 y mezclas de CO2+N2: los estudios concluyeron recientemente con resultados muy prometedores.

• Objetivo final de los estudios es la selección de procesos EOR aplicables a los campos de la RMNE y el diseño de pruebas piloto.

12

Ekofisk, SPE 65124

Modelos predictivos de principales procesos de EORT.B. Jensen, K.J. Harpole, A. Osthus, Phillips Petroleum Company

Los modelos predictivos se usan para estimar el incremental de recuperación y el potencial para producir un mayor gasto para cada combinación de procesos - yacimiento.

Retos en la explotación de los campos de la RMNE

Caracterización y modelado de yacimientos

• Medición de la Sor en el casquete de gas y zona invadida por agua

• Determinación de porosidad primaria y secundaria: modelado de doble porosidad

• Caracterización y modelado de flujo multifásico en sistemas de múltiple porosidad

• Modelado numérico de flujo multifásico transitorio hacia pozos con geometrías y terminaciones no-convencionales en YNF: acoplamiento de flujo en yacimiento-dispositivos de terminación-pozo.

Retos de Caracterización• Tener el acceso a hidrocarburos remanentes

presentes en campos maduros con frecuencia presenta desafíos de caracterización mayores que aquellos encontrados cuando estos yacimientos comenzaron su vida productiva. Esto es especialmente cierto para campos maduros naturalmente fracturados

• Es importante considerar otras alternativas para la caracterización de yacimientos que describan mejor las heterogeneidades sobre todo si procesos como mantenimiento de presión o IOR/EOR son implementados. Estas alternativas podrían incluir un modelo de 3-Ø, que considera la presencia de vúgulos y fracturas, o un modelo fractal que considera la presencia de fracturas a diferentes escalas con una distribución no uniforme.

VÚGULOSMATRIZ FRACTURA MATRIX FRACTURES

Modelo Típico de Doble Porosidad

M o t i v a c i ó n

Algunos de los campos más prolíficos producen de Yacimientos vugulares Yacimientos vugulares naturalmente fracturadosnaturalmente fracturados

Matriz, fracturas y vúgulos están generalmente presentes en YNF.

• R/S

• Espectro de Potencia

• Rugosidad-Longitud

• Variograma

• Wavelets

Líneas de flujo en una red de vúgulos interconectados

SPE 96027, Models and Methods for Determining Transport Properties of Touching-Vug Carbonates, Liying Zhang, Narayan Nair, James W. Jennings, Steven L. Bryant, University of Texas at Austin

Retos: Productividad de Pozos

• Diagnóstico de daño a la formación en yacimientos de crudo pesado y extrapesado

• Control de gas y agua en pozos: conificación y canalización

• Aplicación de tecnología de campo inteligente para optimizar la explotación de los campos

Retos: Procesos de EOR

La aplicación de procesos EOR en YNF deben honrar el flujo dominado por gravedad que opera en el sistema de porosidad secundaria

Retos en la implementación (Pruebas piloto y escala de campo):

El fluido de EOR se inyecta a través del sistema de fracturas y deberá asegurarse que finalmente se transfiera a la matriz que contiene el aceite residual a recuperar

Arreglos convencionales de pozos, inyección-producción , no aplican en estos yacimientos: El aceite a recuperar está en el casquete de gas y la zona invadida por agua: el aceite liberado migrará y será producido en la columna de aceite

Retos: Procesos EOR…

Retos de la evaluación de pruebas piloto:

El aceite liberado no producirá cambios notables en el espesor de la columna de aceite, por la alta capacidad de almacenamiento de la porosidad secundaria

El ritmo de producción de aceite depende de la manera de operar los pozos y no se espera sea alterada por el piloto.

• Medición de Sor en formaciones de baja porosidad

Influencia de fracturas y vúgulos en EORInfluencia de fracturas y vúgulos en EOR Influencia de fracturas y vúgulos en EORInfluencia de fracturas y vúgulos en EOR

Retos: Instalaciones de producción

• Procesamiento primario de crudo pesado y extrapesado: deshidratación y desalado de crudo

• Aseguramiento de flujo

• Mejoramiento de la calidad de crudo pesado y extrapesado

Retos: Perforación y terminación de pozos

• Perforación en YNF con pérdida total de fluidos• Cementación de pozos en yacimientos de baja presión• Reducción de costos• Terminación de pozos horizontales y multilaterales